Расчет показателей разработки и определение величины извлекаемых запасов нефти пласта Т 1 с использованием характеристик вытеснения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки

Филиал государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

"Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" в г. Оренбурге

Курсовая работа

по дисциплине "Разработка нефтяных месторождений"

Тема: Расчет показателей разработки и определение величины извлекаемых запасов нефти пласта Т 1 с использованием характеристик вытеснения

Выполнил: Кротов П.В.

Преподаватель: Кузнецов В.И.

г. Оренбург, 2015 г.

Содержание

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

2. Геологическая характеристика месторождения

3. Состояние разработки месторождения

3.1 Фонд скважин

Вывод

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти по залежам Петровского месторождения выполнено в связи с пересчетом запасов, производимым ОАО "ОренбургНИПИнефть".

Климат района резко континентальный.

В 1952 г. в поисковой скважине 100 получен промышленный приток нефти из пласта Д 1 пашийского горизонта. Позднее, в 1954 г., была выявлена залежь нефти промышленного значения в отложениях турнейского яруса (пласт Т 1), а в 1958г.- в отложениях бобриковского горизонта (пласт Б 2).

В 1955 г. институт "Гипровостокнефть" произвел промышленную оценку запасов нефти залежей пашийского горизонта и составил первый проектный документ: "Подсчет запасов нефти и газа (по состоянию на 1-Х-1955 г.) и проект разработки Петровского месторождения НПУ "Бугурусланнефть". Работа утверждена в ГКЗ СССР 18.06.1956 г. (протокол № 1217).

Запасы нефти продуктивных пластов Т 1 турнейского яруса и Б 2 бобриковского горизонта впервые были оценены в работе Оренбургской комплексной лаборатории ВНИГНИ "Анализ пробной эксплуатации, подсчет запасов нефти и газа сталиногорской и турнейской залежей и технологическая схема разработки турнейской залежи Петровского месторождения". Работа утверждена ГКЗ СССР 1-ХI. 1961 г. (протокол № 3510).

В последующие годы при составлении проектных документов и дополнений к ним, в анализе разработки и в авторских надзорах проводилось лишь оперативное, без утверждения в ГКЗ СССР, уточнение запасов нефти и газа.

Добыча нефти на месторождении началась в 1943 г пуском в эксплуатацию уфимской залежи. Основные залежи вступали в эксплуатацию по мере их открытия: пласт Д 1 - в 1952 г, пласт Т 1 - в 1954 г, пласт Б 2 - в 1958 г. В настоящее время месторождение находится в заключительной стадии разработки. Все эксплуатационные объекты практически полностью разбурены (за исключением отдельных участков) и разрабатываются с поддержанием пластового давления закачкой воды.

Краткая история разработки.

Залежь нефти пласта ТI была введена в пробную эксплуатацию пуском 19 июня 1954г. фонтанной скважины 112 с дебитом 24,6 т/сут. безводной нефти. Новые скважины в основном вступали в эксплуатацию глубинно-насосным способом.

Фонтанный период работы непродолжительный и, как правило, не превышал 8-18 месяцев (скв.135, 112). Исключение составили скв. 131 и 110, продолжительность фонтанирования которых соответственно равнялась 2,3 и 5 годами. Максимальные дебиты были приурочены к Сидоровскому куполу и юго-восточному участку Ивановского купола и составляли от 4 до 30-37 т/сут.

Пуском 20 сентября 1958 г. фонтанной скважины 133 с дебитом 25 т/сут. безводной нефти, началась пробная эксплуатация пласта Б 2. При этом наблюдалось быстрое падение пластового давления в зонах пласта Б 2 дренируемых добывающими скважинами. Наиболее резкое снижение пластового давления наблюдалось в первые 6 месяцев эксплуатации, а затем кривая падения давления выполаживалась.

Первый проектный документ по пласту ТI - "Технологическая схема разработки" - был составлен Оренбургской комплексной лабораторией ВНИГНИ в 1961 г. (3). В нем дан краткий анализ периода пробной эксплуатации пласта Т 1, предложена система разработки и рассчитан перспективный план добычи нефти. Разработку пласта ТI планировалось вести путем разрезания залежи на блоки рядами нагнетательных скважин. Расстояние между нагнетательными скважинами в ряду - 400м, а до первого добывающего ряда -500м. Нагнетательные ряды размещались через 3 ряда добывающих скважин. Сетка эксплуатационных скважин планировалась 500м х 500м.

В итоге на пласт ТI запроектировали 92 добывающих и 39 нагнетательных скважин, а всего 131 скважину. По куполам: Ивановский - 64 добывающих и 29 нагнетательных (всего -93 скважины), Сидоровский - 28 добывающих и 10 нагнетательных (всего 38 скважин).

Перспективным планом (3) предусматривалось закончить разбуривание залежи в 1966г. По мере ввода новых скважин, планировался рост годовой добычи нефти, максимальный уровень которой -365 тыс. т. приходится на 1966 г. Этот объем добычи нефти планировалось удержать в течение 4 лет и только с 1969 г. ожидалось начало падения добычи, когда текущая обводненность добываемой продукции достигнет 37,9%. Для обеспечения таких отборов жидкости планировалось закачивать в пласт 2000-2150м 3/сут. воды, исходя из достижения 100 % компенсации текущих отборов.

По пласту Б 2 в работе (3) не давалась проектная сетка скважин, и не рассчитывался перспективный план. Предлагалось продолжить пробную эксплуатацию пласта с целью уточнения его гидродинамических характеристик. В ходе разбуривания проектного фонда пласта ТI ожидалось уточнение геологического строения пласта Б 2, что особенно важно в условиях его прерывистости и неоднородности.

В ходе реализации "Технологической схемы" (3) в период с 1962 г. по 1964 г. на пласт ТI было пробурено 32 скважины проектного фонда: 25 добывающих и 8 нагнетательных, использовавшихся в качестве добывающих. В итоге в 1964 г. действующий добывающий фонд составил 47 скважин, а годовая добыча нефти достигла 187,4 тыс. т.

Такое использование нагнетательного фонда задержало внедрение системы заводнения на несколько лет. В итоге пластовое давление в течении этого срока снижалось значительными темпами. В целом по залежи давление к 1965 г. составляло 15,3 МПа, т.е. упало на 2,6 МПа от начального. Наблюдалось понижение динамических уровней в скважинах и повышение среднего газового фактора. К концу 1965 г. средний газовый фактор возрос до 61,2 м 3/т с 28 м 3/т - в период пробной эксплуатации. Только в конце 1965 г. под закачку были освоены и пущены 5 скважин: 433, 131, 429, 430, 136. Все они расположены на Сидоровском куполе. Закачка воды сразу же повлекла за собой увеличение средневзвешенного пластового давления на этом куполе. Наряду с приконтурным заводнением Сидоровского купола, в 1965 г. начали очаговое заводнение юго-восточного участка Ивановского купола через скв. 49. К концу года на закачку воды начали реагировать ближайшие добывающие скважины 54, 249, 46, 48, 110. Одновременно с увеличением дебитов происходил подъем динамических уровней в скважинах. В 1966 г. под закачку воды в пласт ТI была освоена внутриконтурная скв.135 на Сидоровском куполе. Нагнетание воды в пласт происходило при устьевом давлении в нагнетательных скважинах 5,0-6,0 МПа.

Характерной особенностью этого периода можно считать выборочный характер разбуривания залежи нефти пласта ТI: практически полностью пробурен проектный фонд Сидоровского купола и большая часть проектного фонда юго-восточной части Ивановского купола. Зато на остальной площади Ивановского купола пробурено лишь несколько проектных скважин. Большинство добывающих скважин центральной части пласта ТI Ивановского купола переведены на него по различным причинам с нижележащего пласта ДI. В итоге разработка пласта ТI уже с самого начала велась очень неравномерно. К 1967 г. западная часть Ивановского купола не эксплуатировалась ни одной скважиной. На центральной части этого купола накопленная добыча нефти на 1. 01. 1967 г. составила 147 тыс. т. Годовой темп отбора нефти равнялся 0,89 % от НИЗ.

Добывающие скважины размещались на площади центрального участка довольно неравномерно. В то же время юго-восточная часть Ивановского купола дала 305 тыс. т нефти, что соответствовало годовому темпу отбора от НИЗ - 11,4 %.

Пласт ТI на Сидоровском куполе по результатам бурения скважины 77 был разделен на два самостоятельных участка - юго-восточный и северо-западный.

В ходе пробной эксплуатации пласта Б 2 и бурения проектного фонда нижележащих горизонтов произошло уточнение геологического строения бобриковской залежи нефти. К началу 1967 г. выделялось 2 самостоятельных участка на Сидоровском куполе и 5 самостоятельных участков - на Ивановском куполе.

Основной причиной деления пласта Б 2 на самостоятельные участки было выявление многочисленных зон замещения эффективной части пласта. Поэтому говорить о формировании какой-либо самостоятельной системы разработки как для всего пласта Б 2, так и для его отдельных участков не представлялось возможным - слишком извилисты границы зон выклинивания и линии ВНК.

В 1966 г. пласт Б 2 эксплуатировался 15 добывающими скважинами, из которых 8 работали совместно на пласты Б 2 и ТI. Процессом разработки были охвачены оба участка Сидоровского купола и два участка Ивановского купола. На 1. 01. 1967 г. из пласта Б 2 было добыто 579,5 тыс. т. нефти, обводненность в среднем по пласту достигла 13,6 % в поверхностных условиях. Наиболее характерной особенностью пробной эксплуатации пласта Б 2 было быстрое появление воды в продукции скважин и быстрый рост обводненности добываемой жидкости.

В работе (4), выполненной институтом "Гипровостокнефть" в 1967 г., предлагалось объединить пласты Б 2 и ТI в один объект разработки путем перфорации скважин пласта ТI в интервалах нефтенасыщенных толщин пласта Б 2. Специального проектного фонда на пласт Б 2 не предусматривалось.

В то же время по пласту ТI предусматривалось бурение 31 добывающей и 9 нагнетательных скважин. Причем, только 2 добывающие скважины 531 и 533 проектировались на Сидоровском куполе и одна - 525 - на юго-восточном участке Ивановского купола, а весь остальной проектный фонд размещался на западном и центральном участках. По этим участкам предлагалось площадное размещение нагнетательного фонда, об эффективности которой в условиях пласта ТI говорит опыт работы нагнетательной скважины 49 и на юго-восточном участке Ивановского купола. Разбуривание проектного фонда планировалось закончить в 1972 г.

Перспективный план добычи нефти был рассчитан по всему объекту в целом, т. е. по варианту совместной разработки пластов Б 2 и ТI. По мере ввода проектного фонда, планировался постепенный рост годовой добычи нефти. Достижение максимального уровня - 363 тыс. т ожидалось в 1971 г. При этом обводненность добываемой продукции должна была составить 25,6 %. Дальнейший рост обводненности приводил к постепенному снижению добычи нефти (4). Объем закачки воды в продуктивные пласты объекта постепенно, по мере ввода новых нагнетательных скважин, доводился до 1800м 3/сут. и оставался на этом уровне весь расчетный период. Планом предусматривался максимальный действующий добывающий фонд в 71 скважину, нагнетательный - в 20 скважин.

В ходе реализации проектного документа (4) до 1972г. не была освоена ни одна проектная добывающая или нагнетательная скважина. Некоторый рост добывающего фонда объекта с 48 скважин в 1967г. до 58 скважин в 1972г. произошел за счет выбытия скважин с пласта Д 1. Число нагнетательных скважин даже сократилось с 9 в 1967 г.до 7 скважин - в 1972 г.

В результате отмечавшаяся выше неравномерность выработки запасов по участкам пласта ТI сохранилась. По-прежнему не разрабатывалась западая часть Ивановского купола, очень слабо вырабатывались хаотично расположенной сеткой добывающих скважин запасы пласта ТI центральной части Ивановского купола. В то же время годовой темп отбора нефти из юго-восточной части Ивановского купола в 1971 г. составлял 5 %, юго-восточной части Сидоровского купола - 4,9 % и северо-западной части -13,3 % от НИЗ. Причем, на 1. 01. 1972 г. накопленная добыча нефти по последним трем участкам составила 96,5 %, 68 % и 219 % от начальных извлекаемых запасов, оперативно подсчитанных в работе (4).

По пласту Б 2 проектные рекомендации работы (4), которые заключались, главным образом, в достреле пласта Б 2 в турнейских добывающих скважинах в основном выполнены. В итоге разрабатывались запасы нефти пласта Б 2 на Сидоровском куполе и восточной части Ивановского купола. Западная часть этого купола не охвачена разработкой в связи с тем, что она в плане совпадает с неразбуренной частью пласта ТI. Характерной особенностью разработки пласта Б 2 было довольно быстрое появление воды в продукции скважин с последующим ростом обводненности. Причем, наиболее высокая обводненность отмечалась в тех участках, где в пласт Б 2 велась закачка воды.

Невыполнение проектных рекомендаций по разбуриванию пласта ТI вызвало и недостижение проектных показателей по добыче нефти в целом по объекту. Лишь в 1967 г. фактическая добыча нефти превышала проектную, а затем наблюдалось постоянно увеличивающееся отставание. В 1971 г. разница составила 136 тыс. т. Одновременно с этим наблюдался опережающий рост фактической обводненности над проектной. При этом фактические средние дебиты по жидкости превышали плановые.

В итоге уже в 1972 г. в работе (5) институт "Гипровостокнефть" провел пересчет проектных показателей. К этому времени из пласта Т 1 было добыто 1837 тыс. т нефти, добыча нефти в 1971 г. составила 123,2 тыс. т при обводненности - 39,9 %. Фактические показатели по пласту Б 2 составляли соответственно 1156 тыс. т., 104,2 тыс. т и 52,4 %.

Вариант разработки пласта ТI, предложенный в работе (5), предусматривал продолжение его совместной эксплуатации с пластом Б 2; бурение 8 добывающих и 2-х нагнетательных скважин на западной и центральной частях Ивановского купола; размещение проектного фонда в тех зонах пласта ТI, где невозможен возврат скважин с пласта Д 1 ввиду того, что пласты не совпадают в плане; размещение нагнетательных скважин в качестве очаговых между добывающими. В тех зонах пласта ТI, где возможен возврат скважин с пласта ДI, бурение новых скважин не проектировалось. В целях усиления системы заводнения рекомендовалось, кроме того, освоить закачку воды в добывающую скважину 265, перевести с пласта ДI на пласт ТI нагнетательную скважину 130, возобновить ранее прерванную закачку воды в скважину 49. Реализация всех этих предложений должна была довести суточную закачку воды до 800 м 3/сут. Рекомендации по дальнейшей разработке пласта Б 2 ограничивались приобщением его в добывающих скважинах пласта ТI и организацией закачки воды только в северо-западной части Сидоровского купола.

В работе (5) рассчитаны отдельные перспективные планы для пласта ТI и пласта Б 2.

По пласту ТI предусматривалось постепенное снижение годовой добычи нефти с 120 тыс. т в 1972 г. до 75 тыс. т - в 1985 г., вызванное ростом обводненности за этот же период с 35 % до 74 %. Падение добычи нефти планировалось, несмотря на разбуривание проектного фонда и увеличение годовой добычи жидкости, с 506 тыс. т в 1972 г. до 791тыс. т - в 1985 г.

По перспективному плану разработки пласта Б 2 также предусматривалось падение добычи нефти с 69 тыс. т в 1972 г. до 15 тыс. т. в - 1985 г. Вызвано это как планированием роста обводненности с 67,1% до 92,0 %, так и снижением добычи жидкости.

В период 1972 г.-1977 г. наблюдается только частичное выполнение рекомендаций работы (5). Не пробурено ни одной из проектных нагнетательных или добывающих скважин, не выполнены рекомендации по усилению системы заводнения.

Динамика добывающего фонда пласта ТI определялась переводами на пласт скважин с пласта Д 1 или приобщению пласта ТI в скважинах пластов ДI и Б 2. Но происходившее выбытие скважин из-за роста обводненности привело к стабилизации добывающего фонда пласта ТI на уровне 50-51 скважины. Тем не менее, фактическая годовая добыча нефти с 1972 г. по 1977 г. постоянно превышала проектную. В 1977 г. превышение составило 14 тыс. т. Вызвано это, прежде всего, благоприятной динамикой роста фактической обводненности. Если в работе (5) за этот период предусматривалось увеличение обводненности на 24,8 %, то фактический рост обводненности составил 6,6 %. Закачка воды в пласт ТI велась через 6-8 нагнетательных скважин, и, постепенно возрастая, достигла обеспечения текущей компенсации отборов на 138 % в 1975 г. К 1977г. компенсация отборов закачкой снизилась до 116,5 %.

По пласту Б 2 в течение 1972-1977г. г. фактический темп роста обводненности был существенно ниже проектного (5). Вместо планируемого увеличения обводненности на 18 %, фактический рост составил лишь 6 %. В итоге средние дебиты по нефти добывающих скважин с 1973 г. постоянно превышали расчетные и в 1977 г. эта разница составила 3,0 т/сут. Закачка воды в этот период велась через три нагнетательные скважины. Ее объем обеспечивали текущую компенсацию отборов закачкой на уровне 109-126 %%.

В работах (6, 7) институтом "Гипровостокнефть" в 1977-1978г. г. осуществлена корректировка системы разработки пластов Б 2 и ТI, пересчитаны технологические показатели, рекомендовалось продолжить совместную разработку пластов Б 2 и ТI как единого объекта. Проектная сеть скважин размещалась на ТI и состояла из 10 добывающих, 2 нагнетательных и 2 оценочных скважин. Разбуривание планировалось осуществить в течение 1981-1982г. г. Кроме того, предусматривались переводы скважин с одного пласта на другой, приобщение пластов, перевод скважин из одной категории в другую, освоение под закачку добывающих и пьезометрических скважин.

Технологические показатели разработки объекта, рассчитанные в работе (8), предусматривали постепенное снижение годовой добычи нефти со 154 тыс. т в 1978 г. до 139 тыс. т. в - 1981 г. Затем, после разбуривания проектного добывающего фонда, планировалась стабильная добыча нефти в течение трех лет на уровне 140-142 тыс. т. С 1985 г. добыча нефти вновь должна была начать снижаться. Обводненность добываемой продукции по расчетам постоянно возрастает, за исключением 1981-1982г. г., когда она стабилизируется на уровне 70,7 %. Объемы закачки воды проектировались, исходя из компенсации текущих отборов закачкой на 105 %.

Весь проектный добывающий и нагнетательный фонд пластов Б 2+ТI был разбурен в планируемые сроки. Но уже к началу бурения фактический добывающий фонд, из-за большего выбытия и меньшего перевода на объект скважин с пласта ДI, был меньше проектного. Сохранилась эта разница и в дальнейшем. Годовая добыча нефти из пластов Б 2+ТI в течение 1978-1984г. г. была постоянно ниже проектной. Причем, в 1982 г. разница составила 32 тыс. т. В то же время фактическая динамика роста обводненности пластов Б 2+Т 1 была более благоприятной, чем это предусматривалось в технологических расчетах (7). Так, в 1978 г. произошло не увеличение обводненности, а ее снижение на 5%. В последующем фактическая обводненность была постоянно ниже проектной, а бурение проектных добывающих скважин привело к снижению фактической обводненности. В итоге в 1984 г. разница в обводненности достигла 11 %.

Годовая добыча жидкости в течение 1978-1984 г. г. была постоянно меньше проектной. Причем, новые добывающие скважины не привели к ее увеличению. Вызвано это тем, что часть новых скважин вступила в эксплуатацию с низкими дебитами, часть скважин вообще не удалось освоить, а скважина 508 оказалась за контуром нефтеносности. Годовая закачка воды в пласты Б 2+ТI постоянно отставала от проектной, но за счет меньшей годовой добычи жидкости фактическая компенсация текущих отборов закачкой была больше или равнялась проектной.

Все вышесказанное позволяет считать основными причинами невыполнения плановых показателей по добыче нефти в период 1978-1984г. г. меньший фактический фонд добывающих скважин; недостаточную активность системы заводнения, т. к. фактический нагнетательный фонд из года в год был меньше запроектированного на 3-6 скважин (17-37 %); меньшие фактические дебиты по нефти и жидкости.

В итоге в 1984 г. институт "Гипровостокнефть" выполнил" Дополнение к уточненному проекту" (8).

В этой работе предлагалось использовать проектный фонд для раздельной эксплуатации пластов Б 2 и ТI, т. е. впервые предлагалась самостоятельная проектная сетка на пласт Б 2. По ней проектные скважины пласта Б 2 размещены только на Ивановском куполе. Всего запроектировано, пробурить 7 скважин (6 добывающих и 1 нагнетательную). Из 6 добывающих скважин 2 скважины располагаются на центральном участке, где пласт Б 2 к тому времени вообще не разрабатывался. Остальные скважины размещены на восточном и юго-восточном участках. Единственную проектную нагнетательную скважину предлагалось расположить в центральной части юго-восточного участка.

Для интенсификации системы разработки пласта ТI предлагалось (8) пробурить на Ивановском куполе дополнительно 16 скважин, из них 12 добывающих и 4 нагнетательных. Наименее выработанными на этом куполе были центральный и западный участки. На них намечалось разместить 12 скважин (8 добывающих и 4 нагнетательных), на восточном и юго-восточном участках предлагалось пробурить по две добывающие скважины. На Сидоровском куполе пласта ТI были намечены лишь 1 добывающая и 2 оценочные скважины на северо-западном участке. Кроме того, в работе (8) предлагалось размещение на вновь открытом к тому времени Кинельском куполе 4-х добывающих и 1-ой нагнетательной скважин. В целом на пласты Б 2 и ТI предусматривалось бурение 31 скважины, из них 23 добывающих, 6 нагнетательных и 2 оценочных. В соответствии с планом объединения "Оренбургнефть" бурение проектного фонда намечалось в 1985 г. (Кинельский купол) и в течение 1994-1997г. г.

Хотя были предложены две самостоятельные сетки проектных скважин, расчет технологических показателей в работе (8) был выполнен в целом по объекту Б 2 + ТI. По нему планировалось снижение годовой добычи нефти до 64 тыс. т. в 1993 г., а затем, по мере бурения проектного фонда, ожидался рост добычи нефти до 78 тыс. т в 1998 г. В этот год планировался действующий фонд объекта из 79 добывающих и 22 нагнетательных скважин. Объемы закачки планировались на уровне обеспечения текущих отборов на 115%.

В ходе последующей реализации проектных рекомендаций произошло полное разбуривание проектного фонда добывающих скважин Кинельского купола. Но из четырех пробуренных скважин пласта ТI добычу нефти осуществляют только из двух (скв. 607 и 609), т. к. две скважины (608 и 610) оказались в законтурной или в приконтурной зоне пласта. Осталась непробуренной нагнетательная скважина 601, целесообразность бурения которой отпала в связи с изменением представлений о геологическом строении пластов Б 2 и ТI на Кинельском куполе.

В период 1985-1988 г. г. фактическая добыча нефти по объекту была всегда меньше проектной. Сопоставление расчетных и фактических показателей по отбору нефти из новых скважин позволяет утверждать, что основной причиной невыполнения плановых уровней добычи нефти была меньшая фактическая добыча из новых скважин Кинельского купола. Последнее объясняется низкой геологической изученностью Кинельского купола на момент проектирования сетки скважин и последующего его разбуривания. В итоге две пробуренные скважины вообще не дали ни тонны нефти, а две другие оказались в неблагоприятных геологических условиях. Неудачным разбуриванием Кинельского купола вызвана и большая фактическая обводненность продукции объекта по сравнению с проектной в течение 1985-1987 г. г., когда фактическая и проектная годовые добычи жидкости были близки. Но стоило в 1988 г. сократить отбор жидкости по высоко обводненным скважинам, как сразу же фактическая обводненность оказалась меньше проектной на 2,3 %, а недобор в добыче нефти сократился до 8 тыс. т. Это говорит о хорошей интерференции скважин и остановка одних из них приводит к перераспределению потоков жидкости и охвату вытеснением менее выработанных зон пластов.

В 1989 г. в работе (9) институтом выполнен анализ разработки пластов ТI и Б 2.

По состоянию на 1.01.1989 г. из пласта ТI с начала разработки добыто 3478,2 тыс. т нефти и 1843,5 тыс. т попутной воды. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 112,5 %. Добыча нефти в 1988 г. равна 70 тыс. т, жидкости - 166,2 тыс. т, текущая обводненность продукции - 57,9 %. Годовая компенсация отбора закачкой в 2,33 раза превысила добычу жидкости в пластовых условиях. Дефицит пластового давления в залежах на различных участках от 4 до 7 МПа свидетельствует о том, что значительная доля закачиваемой воды минует залежь и не компенсирует отбор жидкости.

По пласту Б 2 накопленная добыча нефти на 1.01.1989 г. составила 1791 тыс. т, жидкости 3811,2 тыс. т. Годовая добыча нефти (1988 г.) равна 32,1 тыс. т, текущая обводненность продукции 72,5 %. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 59,4 %, текущая - 65,8 %.

В целом на объекте ТI + Б 2 в 1988 году работало 66 добывающих и 14 нагнетательных скважин.

В работе (9) рекомендовано пробурить на Ивановском поднятии на пласты ТI+Б 2 оценочные скважины 537, 538, на пласт ТI - скв. 322. Остальные скважины, добывающие (321, 525, 526, 528) и нагнетательные (527, 529), предложено считать зависимыми от результатов бурения оценочных скважин.

На Сидоровском поднятии рекомендовано создать дополнительный очаг заводнения в районе скв. 121 (северо-западная часть залежи).

2. Геологическая характеристика месторождения

Продуктивный пласт Т 1 залегает в верхней части турнейского яруса. Коллектор представлен пористыми известняками, реже доломитами, которые переслаиваются с плотными карбонатными породами. Покрышкой для залежей служат аргиллиты бобриковского горизонта и плотные известняки тульского горизонта. Тип всех залежей пластовый.

Сидоровская залежь имеет размеры: 2 км х 9 км, высоту - 30 м. Средняя глубина залегания пласта - 1614,2 м. Положение водонефтяного контакта установлено на абс. отм. - 1546 м. Нефтенасыщенная толщина пласта колеблется по скважинам от 1,6 м до 22 м, в среднем она равна 8,41, коэффициент вариации составляет 0,59. Расчлененность пласта довольно высокая, по большинству скважин она составляет 5 и выше. Максимальная расчлененность пласта в скважине № 126 равна 20. Толщина проницаемых пропластков варьирует в пределах 0,4-14 м, последнее значение единичное, в большинстве случаях она не превышает 2 х метров. Коэффициент песчанистости колеблется от 0,38 до 1, составляя в среднем - 0,72, коэффициент вариации равен 0,18 . По керну нефтенасыщенный пласт охарактеризован в 4 х скважинах. Пористость по 12 кондиционным образцам изменяется от 7% до 14%; среднее значение - 10%; проницаемость по 10 образцам колеблется в пределах 0,2110 -3 - 19,710 -3 мкм 2, составляя в среднем - 3,70510 -3 мкм 2. нефть скважина разбуривание

По промыслово-геофизическим материалам пористость определена по 8 скважинам. По 26 обработанным интервалами среднее значение пористости равно 11,9%, изменяясь от 7,6% до 17,5%. Граничные значения единичные, большинство образцов имеют пористость от 10% до 15%. Нефтенасыщенность по 8 интервалам пяти скважин составляет в среднем 91%, варьируя в пределах 86%-95%.

На Ивановском поднятии залежь разделена на 3 и самостоятельных участка.

Северо-Западный участок имеет размеры: 2,5 км х 4,0 км, высоту - 26 м. Водо-нефтяной контакт находится на абсолютной отметке - 1540 м, что совпадает с положением ВНК по вышезалегающему пласту Б 2. Средняя глубина залегания пласта - 1625,4 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется по скважинам от 0,6 до 15 м, составляя в среднем по залежи - 6,31 м, коэффициент вариации 0,58. Расчлененность пласта изменяется от 1 до 23, граничные значения единичные, в половине скважин пласт имеет от 5 до 10 проницаемых прослоев. В целом по участку расчлененность равна 9. Большинство проницаемых прослоев имеет толщину менее 1 м. Коэффициент песчанистости колеблется от 0,29 до 1, составляя в среднем - 0,62, коэффициент вариации 0,26. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована керном из 2 х скважин. Пористость по 6 и образцам равна 9%, диапазон колебания значений от 8% до 11%. Проницаемость по 5 образцам составляет 11 10 -3 мкм 2, изменяясь от 0,810 -3 до 48,6510 -3 . По ГИС пористость по 14 обработанным интервалам 2 х скважин близка к данным по керну и составляет 8,5%. Средняя нефтенасыщенность равна 88%. По 2 м образцам керна из скв.701 была определена остаточная водонасыщенность в количестве - 29%, соответственно нефтенасыщенность составила 71%.

Залежь Центрального участка имеет размеры 2,0 х 8,0 км, высоту 37 м. Положение водо-нефтяного контакта принято на абсолютной отметке - 1542 м. Глубина залегания пласта - 1622 м. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0,5 до 16,4 м, составляя в среднем 9,66 м. Какой-либо закономерности в распределении толщин не наблюдается. Расчлененность пласта высокая: от 3 до 21, в среднем равна 13.2, коэффициент вариации 0,34. Проницаемые пропластки имеют толщину от 0,2 до 5,5 м. Граничные значения единичные, преобладающие толщины менее 1м. Коэффициент песчанистости в среднем по 41 скважине составляет 0,62, диапазон изменения от 0,36 до 0,85. Коллекторские свойства и нефтенасыщенность пласта охарактеризованы по керну и по ГИС. По 16 кондиционным образцам из 6 и скважин среднее значение пористости равно 10%, она изменяется в пределах от 8% до 23%. Максимальное значение одно, более половины образцов имеют пористость 7-9%. Проницаемость по 12 образцам из 4 х скважин составляет в среднем 5,5610 -3 мкм 2, изменяясь от 0,095 10 -3 до 23,410 -3 мкм 2. По материалам ГИС пористость по 115 интервалам по 11 и скважинам составляет в среднем 10%, что совпадает с данными по керну. Коэффициент вариации равен 0,2. Начальная нефтенасыщенность по ГИС определена по 26 интервалам из 8 скважин и составляет в среднем 91%, изменяясь от 84% до 94% . По 5 образцам керна из скважины № 539 определено количество остаточной воды, которое в среднем равно 26%, следовательно нефтенасыщенность составляет 74%, варьируя от 71% до 79%.

Залежь юго-восточного участка имеет размеры 1,3 х 2,5 км, высоту - 34 м. Глубина залегания пласта Т 1 составляет в среднем по 10 скважинам - 1631,5 м. Положение водо-нефтяного контакта принято на абсолютной отметке - 1546 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются по скважинам от 4 до 19,8 м, составляя в среднем - 13,25 м, коэффициент вариации равен 0,37. Расчлененность пласта высокая, среднее значение по 10 скважинам - 7,9; граничные значения 2-13, они единичные. По большинству скважин расчлененность равна 7 и выше. Проницаемые пропластки имеют толщину от 0,4 до 9,6 м, последнее значение одно. Коэффициент песчанистости в среднем по залежи равен 0,78, интервал колебаний: от 0,48 до 0,91. Коллекторские свойства продуктивной части пласта Т 1 на данном участке изучены по ограниченному количеству образцов из скв. № 155. Так, пористость по 3 м определениям имеет значения 8%; 11,6%; 12,6%, в среднем - 10,73%. Проницаемость по 2 м образцам составляет: 8,286 10 -3 и 14,845 10 -3 мкм 2,,среднее значение - 11,56 10 -3 мкм 2. По ГИС по 23 обработанным интервалам из 2 х скважин (№ 47 и 51) пористость изменяется от 6,6% до 14%, среднее значение - 10,4%.

Приведенные граничные значения имеют по одному интервалу, по большинству - пористость составляет 10% и выше. Начальная нефтенасыщенность определена по тем же скважинам, что и пористость. По 4 м интервалам она в среднем равна 89%, изменяясь от 86% до 91%.

Залежь Кинельского поднятия небольшая и имеет размеры 0,65 х 1,0 км, высоту - 15 м. Положение ВНК установлено на абсолютной отметке - 1554,5 м. В пределах залежи пробурены 4 скважины, нефтенасыщенная толщина по которым изменяется от 3,4 м до 9,3 м, составляя в среднем 5,6 м. В каждой скважине пласт имеет от 5 до 7 проницаемых прослоев, разделенных плотными карбонатами. Прослои коллектора имеют толщину от 0,4 м до 6 м, большинство не превышает 1 м. В среднем по залежи коэффициент расчлененности равен 5,75%; песчанистости - 0,73. Определения пористости и нефтенасыщенности проводились как по керну, так и по ГИС. По 8 кондиционным образцам из скважин № 508 и 607 среднее значение пористости равно 13%, колебания - от 9% до 18%, коэффициент вариации 0,25.

Проницаемость по тем же образцам в среднем составляет 62,3710 -3 мкм 2, варьируя в пределах 0,40310 -3 - 186,4410 -3 . Коэффициент вариации равен 0,99.

По материалам промысловой геофизики скважин № 606, 607 по 10 интервалам пористость изменяется от 8,2% до 13,7%, среднее значение - 10,9%, коэффициент вариации 0,14. Нефтенасыщенность по тем же скважинам равна 86% (№ 607) и 88% (№ 606), в среднем по залежи - 87%.

Характеристика продуктивных пластов

Свойства пластовых жидкостей и газов

Состав нефти и газа

3. Состояние разработки месторождения

На Сидоровском поднятии из пласта Т 1 на 1.01.2000 г. добыто 2157,77 тыс. т нефти, 3421,41 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти в 1999 г. составила 13,77 тыс. т при обводненности 61,89%, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,351. В эксплуатации на Сидоровском поднятии перебывало 39 добывающих скважин, в настоящее время залежь эксплуатируется 14 добывающими и 1 нагнетательной скважинами. Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления закачкой воды. Текущая компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составляет 206 %, накопленная - 176%. Величина пластового давления (15,4 МПа) и его стабильность во времени свидетельствует о том, что значительная доля воды, закачиваемой в приконтурные нагнетательные скважины, попадает за пределы залежи. На Кинельском поднятии накопленная добыча нефти равна 83,01 тыс. т, годовая добыча (в 1999 г.) составила 0,502 тыс. т, при обводненности продукции 86,49 %.Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,388. Залежь находится в заключительной стадии разработки, эксплуатация осуществляется 3 добывающими скважинами без поддержания пластового давления. На Ивановском поднятии в пласте ТI выделяется три самостоятельных участка: северо-западный, центральный и юго-восточный.

Северо-Западный участок характеризуется неблагоприятными геолого-промысловыми условиями разработки: значительной водо-нефтяной зоной, которая по площади в 3,5 раза превышает площадь нефтяной зоны (по запасам в 2,2 раза), близкой к предельному значению пористости (8 % против 11-12 % на других участках), низкой продуктивностью скважин (около 1 т/сут.). На участке освоено 10 скважин, все они вступали в эксплуатацию с высокой обводненностью, которая быстро достигала 80-90 %. При этом средний дебит скважин по нефти не превышал 0,2 - 0,7 т/сут. Учитывая тот факт, что первые добывающие скважины были переведены с пласта ДI, возникло подозрение, что высокая обводненность связана с возможной негерметичностью колонн, однако анализ добываемой воды показал, что она соответствует параметрам пластовой воды турнейского яруса. Пробуренные 4 скважины на пласт ТI также подтвердили высокую динамичность характера обводнения пластовой водой. Обращает на себя внимание крайне низкий отбор нефти по полностью обводнившимся скважинам, в среднем он не превышает 3 тыс. т/скв. Все это говорит о низкой промышленной значимости Западного участка и невозможности достижения на нем более или менее приемлемого коэффициента нефтеизвлечения.

По состоянию на 1. 01. 2000 г. на участке добыто 34,1 тыс. т нефти при годовой добыче 0,27 тыс. т. Обводненность продукции составляет 92,5 %, текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,016. В эксплуатации перебывало 10 добывающих скважин, в настоящее время 8 скважин из-за предельной обводненности выведены из работы, добыча ведется 2-мя скважинами. Закачка воды с целью ППД ведется в одну нагнетательную скважину, текущая компенсация отбора жидкости составляет 225 %, пластовое давление за последние 10 лет удерживается на уровне 16,9-17,1 МПа. Центральный участок Ивановского поднятия также, как и северо-западный, характеризуется обширной водо-нефтяной зоной, по площади превышающей нефтяную зону в 3,53 раза (по запасам в 1,8 раза). Пласт ТI на Центральном участке обладает более высокими фильтрационными и емкостными параметрами, а также более высокой продуктивностью скважин (5 - 7 т/сут.). С начала разработки на участке добыто 857,17 тыс. т нефти, 1140,92 тыс. т жидкости, годовая добыча нефти находится на уровне 17-20 тыс. т. Обводненность продукции выросла за последнее десятилетие с 30,3 до 55 %, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,147. Разработка пласта ТI на участке ведется 18-ю добывающими и 2-мя нагнетательными скважинами. Компенсация отбора жидкости закачкой воды в 1999 г. составила 109 %, накопленная - 93 %. Система ППД позволяет держать в течение длительного периода пластовое давление в залежи на уровне 13,3 - 13,0 МПа

На Юго-Восточном участке по состоянию на 1. 01. 2000 г. извлечено 887,23 тыс. т нефти, 1772,52 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти колеблется в пределах 6,25-5,5тыс.т, текущая обводненность равна 81,4 %, достигнутый коэффцициент нефтеотдачи - 0,288. Пласт ТI на участке эксплуатируется 5-ю добывающими и 3-мя нагнетательными скважинами. Всего в процессе разработки перебывало в эксплуатации 11 добывающих скважин. Текущая компенсация отбора жидкости составляет 190 %, накопленная - 61 %. Реализуемая на участке система ППД позволяет в течение длительного (более 10 лет) времени стабильно держать пластовое давление на уровне 15,7-16,1 МПа В целом на Ивановском поднятии из пласта ТI добыто 1778,51 тыс. т нефти, годовая добыча в 1999 г. составила 25,19 тыс. т при обводненности продукции 67 % (рис. 2.13, табл. 2.18). Суммарная добыча нефти из пласта ТI на Сидоровском и Ивановском поднятиях равна 4019,28 тыс.

3.1 Фонд скважин

На Сидоровском поднятии максимальный добывающий фонд скважин составил 39 единиц, в настоящее время работают 14 скважин, в том числе 1 скважина (№ 303) дает безводную продукцию, остальные - с обводненностью от 6,5 до 95,6 %, среднее по залежи содержание воды в продукции составляет 61,89 %. Закачка воды осуществлялась в 15 нагнетательных скважин, на 1. 01. 2000 г. закачка воды осуществляется только в скв. 1 на восточном окончании залежи. С начала разработки в залежь закачано 6488 тыс. м 3 воды, основной объем закачки (63,8 %) составляет сточная соленая вода, пресной воды закачано 13,2 %, подтоварной - 23 %. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 176 %. Сопоставление приведенной цифры с дефицитом текущего пластового давления в залежи, равным 2,6 МПа, свидетельствует о том, что значительная доля закачиваемой воды попадает за пределы залежи. Особенно это, по-видимому, имеет место при закачке воды в законтурные и приконтурные скважины. Активное проявление законтурной системы пластовых вод отмечено в западной части залежи (скв. 138, 602), а также на центральной и юго-восточной частях залежи (скв. 80, 86, 90, 91, 126, 267). После реализации системы заводнения добывающие скважины обводняются в основном смесью пресной и сточной вод.

На Ивановском поднятии в эксплуатации перебывало 46 добывающих скважин, на 1. 01. 2000 г. действует 25 скважин, безводная нефть добывается только одной скважиной (№ 68), остальные скважины работают с содержанием воды в продукции от 2,6 до 99,3 %, средняя по залежи обводненность - 67,02 %. Закачка воды с целью ППД осуществлялась в 8 нагнетательных скважинах, в настоящее время работает 6 скважин С начала разработки закачано в пласт ТI 2755,77 тыс. м 3 воды, 96,1 % которой составляет пресная техническая вода. В пределах Ивановского поднятия выделяется 3 самостоятельных участка: cеверо-западный, центральный и юго-восточный. Отличительной чертой разработки участков является тот факт, что большинство добывающих скважин, особенно на первом этапе эксплуатации до создания системы ППД, обводнялись пластовой водой. Добыча нефти сопровождается резким увеличением обводненности при незначительных отборах нефти. Особенно неблагоприятные условия разработки имеют место на северо-западном участке. Все пробуренные скважины (10 единиц) вступали в разработку с обводненностью 10-30 %, в настоящее время обводненность составляет 92,46 % при отборе нефти в целом по участку 34,12 тыс. т. Средний отбор нефти при практически полной обводненности составляет немногим более 3-х тыс. т на скважину, в ...